Використання інформації про початкові пластові тиски при спорудженні та експлуатації підземних газових сховищ
В нафтогазопромисловій геології, фактори, які обумовлюють природню енергію в покладах нафти і газу, враховуються, як відомо, в ґрунтовному порядку з метою забезпечення максимального видобутку вуглеводнів з мінімальними затратами коштів.
Природня енергія покладів нафти і газу проявляється у вигляді пластових тисків в природніх резервуарах. Найбільш високим енергетичним потенціалом володіють поклади нафти і газу, яким властиві зверх гідростатичні пластові тиски (ЗГПТ). Для раціонального використання ЗГПТ при експлуатації нафтогазоносних горизонтів потрібно виявляти геологічні фактори, які їх створюють в певній геологічній обстановці. Від природних факторів, які впливають на формування величини пластових тисків, залежить характер режиму продуктивного пласта.
В даному пункті зупинимося на істотній необхідності, вираховування величини початкових пластових тисків в природніх резервуарах, які використовуються для підземного зберігання газоподібних продуктів. Ця проблема в наш час вельми актуальна, тому що створення об’єктів з використання природніх резервуарів для зберігання енергетичних газових ресурсів в нашій країні з одночасним забезпеченням нормальної екологічної обстановки на промисловості залишаються низькими в порівнянні з потребами народного господарства. В районах, де розташовані підземні газові сховища відмічається часте підвищена забрудненість вуглекислими газами атмосфери, з’являються нерідко газові грифони, вони ж приводять до утворення і інших небажаних явищ. Все раніше згадане призводить до появи тенденції створювати майже всюди гідро- і атомні електростанції, що все-таки все більш ускладнює навколишнє середовище в обжитих населених областях. Це все в значній мірі пов’язано з тим, що в науці нафтогазопромисловій геології недостатньо приділяється уваги питанням геологічного забезпечення спорудження і експлуатації підземних газових сховищ в природніх резервуарах. В результаті чого, в нашій країні виникла тенденція майже повсюдного спорудження гідро- і атомних електростанцій, що ще більше ускладнбє середовище в населених пунктах.
Природні резервуари для штучного зберігання в них вуглеводневих газів можна поділити на два типи:
1) резервуари, які утримують в собі виснажені газові поклади;
2) водоносні природні резервуари, в яких штучні сховища газа споруджуються заново.
Проблема спорудження сховищ вуглеводневих газів в природніх резервуарах першого типу менш складна, так як частково вона вже вирішена самою природою. При спорудженні газових сховищ в резервуарах другого типу необхідно проводити спеціальні дослідні роботи по вивченню літології і фізичних властивостей колекторів і покришок, тектонічних умов і можливих їх змін в процесі закачки в резервуар газоподібних продуктів, в результаті змін пор і порожнин макро- і мікротріщин і утворення шляхів для флюїдів і колекторів, що знаходяться за межами даного резервуару в розрізі площі і, головне, на поверхні. Одначе, досвід проведення геохімічних досліджень кафедрою геології і розвідки нафтових і газових родових ІФНТУНГ, що забезпечують контроль герметичності природніх резервуарів, що використовуються для зберігання газу в Червінській впадині, на Ставропільському піднятті, в Передкарпатському прогині і в інших областях дозволяє зробити висновки, що загальною необхідною умовою при проектуванні та використанні природніх резервуарів для зберігання газопродуктів, як першого, так і другого типу, є ретельне визначення величини пластових тисків. Необхідно, щоб в процесі закачування газу в природні резервуари не порушувалась створена природою енергетична рівновага в колекторах і покришках. В даному випадку підлягають вивченню також величини тисків в порожнинах порід покришок, що перекривають колектори і які об’єктом для припливу газу. Особливо важливим є вивчення початкових пластових тисків в природніх резервуарах в регіонах з розвинутими аномально низькими пластовими тисками, тобто пластовими тисками меншими за гідростатичні. В даному випадку, приплив газу в колекторах навіть під тиском, дорівнює величинам нормальних пластових тисків, в природніх резервуарах можуть з’являтися тиски, що суттєво перевищують природні початкові пластові тиски. Це призводить до ефекту гідро- і газового розриву порід колекторів і покришок, впливає на розгерметизацію природніх резервуарів і виникають водні і газові грифони на поверхні. Дане явище ми спостерігаємо на Богородчанському та інших газових сховищах Передкарпатського прогину.
Величина пластових тисків в природніх резервуарах впливає на інтенсивність міграції з них газових флюїдів чітко світчать результати досліджень проведених в Чернігівському прогині на Осиповській площі і Ставропольському підвищенні.
На Осиповській площі, яка характеризується початковими пластовими тисками в кембрійському природному резервуарі на глибині 450 м. становить 4,1-4,5 МПа, контроль герметичності природного резервуару проводився на протязі 5 років гідрохімічними методами по трьох стабільних пунктах спостереження: в колодязях (глибина від 3 до 8м), в свердловинах спеціального призначення глибиною до 15м і в артезіанських свердловинах глибиною до 70м. В період, коли в природному резервуарі пластовий тиск тримався нижче величини початкового пластового тиску в пробах води з колодязів по результатам водогазового виміру вмісту метану, значення якого не перевищувало 1,1041 см3/літр води гомологи метану в більшості випадків були практично відсутні; в пробах води із свердловини спеціального призначення концентрація метану коливається від 0,0008 до 28,814 см3/літр води, гомологів метану до 0,5859 см3/літр; в пробах води із артезіанських свердловин метан утримувався в рамках від 0,0018 до 1,2398 см3/літр води. При максимальних значеннях пластового тиску в природному резервуарі, які утворювалися внаслідок нагнітання в нього газу(до 6,68-6,86 МПа), що в 1,5-1,6 рази перевищують величину природного початкового пластового тиску, у відібраних пробах води газохімічними методами спостерігалося збільшення газовмісту, що в свою чергу пов’язано з посиленою міграцією газів із природного резервуару. В пробах води з колодязів вміст метану досягло 2,3972 см3/літр води, в пробах води із свердловин спеціального призначення концентрація метану піднялася до 31,0095 см3/літр, а гомологів метану до 2,5540 см3/літр; в пробах води із артезіанських свердловин метан був присутній в деяких випадках в кількості 3,1450 см3/літр води.
Можна взяти за приклад також дослідження на Осипській площі геомікробіологічним методом. на основі проведених досліджень даним методом встановлено, що при мінімальних значеннях пластових тисків в досліджуваному природному резервуарі на дату його виснаження в пробах води із колодязів, що містять вуглеводневокислих мікроорганізмів розраховувалось в кількості 0-90 умовних одиниць; в пробах води із свердловини спеціального призначення 0-144 умовних одиниць. При максимальних значеннях пластових тисків в природному резервуарі, що контролюється в тих же пунктах спостереження у відібраних пробах води кількість вуглеводневокислих організмів підвищувалося відповідно до 650 умовних одиниць, до 144 умовних одиниць і до 500 умовних одиниць.
Не менш інтересними є результати геохімічних досліджень на Ставропольському підвищенні, де початкові пластові тиски в природніх резервуарах характеризуються аномально низькими значеннями з коефіцієнтами аномальності значення якого становить Ка=0,72 (верхня крейда, Кам’яно-Балківська площа). Наприклад, зі збільшенням пластового тиску в Північно-Ставропольсько-Пелагінському природному резервуарі від натурального до величини гідростатичного середньоарифметичного значення концентрації розчиненого метану у відібраних пробах води в колодязях збільшувалася від 0,0003 см3/літр до 0,0006 літр, тобто в два рази. Біогенність води у відібраних пробах із колодязів підвищувалася від 205 умовних одиниць до 318 умовних одиниць.
Подібну посилену міграцію вуглеводневих газів з природніх резервуарів при закачуванні в них газів під тисками, які вищі початкового пластового тиску можна зафіксувати геохімічними методами дослідження і в інших сферах розвитку пластових тисків менших за гідростатичні (наприклад, на Олександрівській площі в Західному Передкавказзі, характеризується Ка=0,86–в свиті горячого ключа; на Більче-Волицькій і Угерській площах В Передкарпатті, характеризуються Ка=0,93-0,94–у відкладах верхньої крейди та інших).
Таким чином, відштовхуючись від результатів таких, як гехімічні і мікробіологічні дослідження з метою контролю герметичності підземних сховищ газу можна зробити висновок, що при використанні природних резервуарів для зберігання газоподібних флюїдів з метою уникнення їх розгерметизації, виходу газів на поверхню, забруднення навколишнього середовища і виключення утворення зривонебезпечних сумішей, першочергове значення має вивчення величин початкових пластових тисків у відкладах. При спорудженні і експлуатації підземних сховищ газу перевищення величин початкових пластових тисків у природних резервуарах недопустиме.
Таблиця 1.9 Заміряні температури в деяких родовищах вуглеводнів Передкарпатського прогину і Скибової зони Карпат
| Родовище, площа | Глибини, м | Температура, оС | Геотермічний ступінь | Коефіцієнт аномальності початкового пластового тиску |
| Зовнішня зона Передкарпатського прогину | ||||
| Залужани | 2075,5 | 1,08 | ||
| Пинянське | 37,4 | 1,17 | ||
| Садковичі | 47,9 | 0,87 | ||
| Кавське | 35,3 | 0,90 | ||
| Меденичі | 27,8 | 0,98 | ||
| Більче-Волиця | 42,7 | 0,95 | ||
| Угерське | 36,3 | 0,93 | ||
| Косівське | 46,4 | - | ||
| Ковалівсько-Черешенське | 35,5 | 0,91 | ||
| Великі Мости | 46,9 | 1,04 | ||
| Середнє значення геометричної ступені в границях досліджуваних глибин 38,4 м на 1оС | ||||
| Внутрішня зона Перед карпатського прогину і Скибової зони Карпат | ||||
| Старо-Самбірське | 43,2 | 1,34 | ||
| Бориславське | 42,7 | 1,37 | ||
| Оров-Уличне | 43,8 | 1,15 | ||
| Стинявське | 40,7 | 1,08 | ||
| Північно - Долинське | 43,1 | 1,04 | ||
| Долинське | 40,4 | 1,27 | ||
| -//- | 47,8 | - | ||
| Космачське | 38,3 | - | ||
| Розсільна | 45,4 | 1,30 | ||
| Пнівське | 49,7 | - | ||
| Битківське | 63,3 | 1,12 | ||
| Лугівське | 43,4 | |||
| -//- | 43,9 | |||
| -//- | 45,0 | 1,72 | ||
| -//- | 45,7 | 1,61 | ||
| Середнє значення геометричної ступені в границях досліджуваних глибин 45,1 м на 1оС |
Таблиця 1.10 Кількісні характеристики структур, заміряні пластові тиски (Рн) і їх коефіцієнт аномальності(КА) в нафтогазоносних структурах (на ВГК, ВНК і в воді), в Зовнішній зоні Перед карпатського прогину і на Велико-Мостівській площі Волино-Подільської плити
| Родовище, структура, площа, блок, ділянка | Горизонт | Осі структур, км | Площа, м2 | Амплітуда, м | Коеф. інтенсивності | Рн 105 Па кгс/см2 | Глибина, м | Ка | Примітка |
| Залужанське | Сармат-6 | 10,0×5,0 | 32,1 | 3,90 | 224,5 | 2075,5 | 1,08 | ||
| -//- | Сармат-12а | -//- | -//- | 12,72 | 443,0 | 2910,0 | 1,52 | За рахунок гідродинамічного зв’язку пластів | |
| Кохановська (нафта) | Юра | 17,0×4,0 | 53,5 | 1,31 | 111,0 | 1275,0 | 0,87 | ||
| Хідновичі | Юра Горизонт-14 | 18,0×7,0 | 78,0 | 4,10 | 125,0 | 1170,0 | 1,07 | ||
| Садковичі, ділянка св.11 | Сармат | 10,0×2,5 | 21,3 | 4,23 | 116,7 | 1345,0 | 0,87 | ||
| Мостиська (вода з газом) | -//- | 4,0×2,0 | 6,5 | 15,38 | 1,7 | Покладів газу немає | |||
| Судова Вишня (вода з газом) | -//- | 8,0×5,0 | 32,0 | 9,38 | 1,32 | ||||
| Рудки | Сармат Горизонт-4 | 9,0×3,3 | 25,2 | 2,38 | 103,0 | 1083,0 | 0,95 | ||
| Рудки | Юра | 15×10,0 | 122,0 | 1,32 | 148,0 | 1505,0 | 0,98 | ||
| Касько | Сармат Горизонт-36 | 6,0×3,5 | 42,8 | 3,50 | 78,6 | 851,0 | 0,90 | ||
| Мединичі | Тортон-гельвет | 6,0×4,5 | 20,5 | 3,90 | 136,0 | 1393,0 | 0,98 | ||
| Більче-Волиця | Верхня крейда | 13,5×4,5 | 51,6 | 3,10 | 102,3 | 1083,0 | 0,94 | ||
| Угерське | -//- | 10,0×5,0 | 45,0 | 5,56 | 103,5 | 1118,0 | 0,93 | ||
| Дашава, дільниця скв.90А | Сармат | 6,0×4,5 | 22,0 | 4,54 | 71,0 | 720,5 | 0,98 | ||
| Гринівське | Тортон | 15,0×7,0 | 89,3 | 1,57 | 93,0 | 1162,0 | 0,80 | ||
| Обертинська (вода) | -//- | 4,0×1,5 | 5,0 | 5,00 | 90,0 | 1,13 | |||
| Площа Коршев-Іспас, ділянка св.57 (с.Жукотін) | -//- | 3,0×2,0 | 5,0 | 11,00 | 17,0 | 1,42 | Аварійний викид газу | ||
| Косівське | Сармат | 18,0×3,0 | 43,2 | 1,16 | 66,0 | 76,0 | 0,86 | ||
| Велико-Мостівське (Волино-Подільська плита) | Сер.девон | 12,0х3,0 | 38,4 | 2,08 | 248,0 | 2394,0 | 1,04 |
Таблиця 1.11 Кількісні характеристики структур, заміряні пластові тиски(Рн) і їх коефіцієнти аномальності (Ка) в основних нафтогазоносних структарах (на ВГК, ВНК і в воді), у Внутрішній зоні Передкарпатського прогину і Скибової зони Карпат